СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД Российский патент 1997 года по МПК E21B43/32 

Описание патента на изобретение RU2078919C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока при разработке месторождений заводнением и увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для ограничения водопритока, содержащий эмульгированные в соляровом масле водные растворы сульфата натрия и хлорида кальция [1] В пластовых условиях при обогащении водой эмульсия разлагается с выпадением осадка гипса. Основным недостатком состава является низкая эффективность на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, обусловленная незначительной глубиной проникновения эмульсии в пласт. Состав неприменим на недонасыщенных пластах.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав, содержащий серную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас. [2]
Серная кислота 25-28
Вода Остальное
В пластовых условиях серная кислота реагирует с ионами кальция, которые присутствуют в минерализованной воде или образуются при реакции кислоты с карбонатом кальция породы. В результате реакции в поровом объеме водопромытых зон формируется микрокристаллический осадок гипса, повышающий фильтрационное сопротивление при нагнетании воды и как следствие способствующий ограничению водопритока. Основным недостатком состава является низкая эффективность при высокой неоднородности нефтяного пласта и при кинжальных прорывах воды. Недостатком состава является также жесткое кислотное воздействие на прискважинную зону пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, что в сочетании со слабым осадкообразованием способствует увеличению неоднородности пласта и снижению эффективности воздействия на него.

Сущность изобретения состоит в повышении эффективности действия состава путем придания ему гелеобразующих и/или гидрофобизирующих свойств, что достигается введением в состав водорастворимых кремнийсодержащих соединений или композиций на их основе. В качестве кремнийсодержащих соединений используют силикаты, фторсиликаты и алкилсиликонаты щелочных металлов: эфиры кремниевой кислоты и их комбинации, а также эмульсии кремнийорганических полимеров. Наличие в составе кремнийсодержащих соединений обеспечивает протекание ряда процессов: при использовании силикатов, силиконатов и эфиров кремниевой кислоты образование гелеобразных структур или аморфного осадка, а также частичная гидрофобизация породы пласта; а при использовании кремнийорганических полимеров гидрофобизация породы. В сочетании с реакцией гипсообразования эти процессы способствуют проявлению синергетического эффекта, действию которого подвержен весь объем пласта от места закачки состава до границы его распространения. Механизм этого действия заключается в следующем: компоненты состава находятся в едином объеме и взаимодействуют с одним и тем же вспомогательным реагентом минерализованной водой, т.е. одновременно формируется осадок геля кремниевой кислоты и кристаллический осадок гипса. При использовании гидрофобизаторов образуется только осадок гипса, но его выделение замедлено из-за снижения скорости смещения реагентов, поэтому частицы осадка имеют более крупные размеры и в большей степени воздействуют на водопромытые интервалы пласта. С другой стороны соединения кремния и сульфаты обладают различными адсорбционными свойствами по отношению к породе, а продукты их взаимодействия с минерализованной водой различной фильтруемостью. Поэтому по мере продвижения состава его компоненты и осадок распределяются по всему объему пласта, охваченному воздействием. При этом скорость протекающих процессов лимитирована содержанием осадкообразующих катионов в минерализованной воде, что способствует равномерному и замедленному формированию осадка. По мере его выделения, а также благодаря гидрофобизации породы снижается скорость фильтрации состава в водопромытых интервалах, что препятствует размыванию осадка.

При использовании известного состава осадок гипса формируется в объеме пласта на границе состав минерализованная вода и поэтому основное воздействие на фильтрационные потоки локализовано также в объеме пласта. При этом на участке пласта, находящемся в непосредственной близости от ПЗП нагнетательной скважины, осадкообразование минимально и, следовательно, воздействие практически отсутствует. Таким образом этот участок, в значительной мере влияющий на процесс вытеснения нефти, является незадействованным, что снижает эффективность состава и проводимых мероприятий по ограничению водопритока.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения являются наличие нового компонента соединения кремния и предлагаемое соотношение компонентов в составе.

Соединение кремния способствует более равномерному протеканию реакции гипсообразования и формированию осадка сульфата кальция во всем объеме реагирования. Кроме того, на базе соединения кремния в пластовых условиях формируется гель кремниевой кислоты или ее модификаций и/или происходит гидрофобизация порода, что снижает подвижность воды в зоне распространения состава. Таким образом объем пласта, охваченный воздействием, препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение водопритока к добывающим скважинам.

Новый состав имеет следующее соотношение компонентов мас.

Водорастворимый неорганический сульфат 3-16
Водорастворимое соединение кремния 0,1-3
Вода Остальное
При указанных соотношениях проявляется синергетический эффект при воздействии состава на нефтяной пласт и обеспечивается его максимальная эффективность.

Для приготовления нового состава могут быть использованы следующие вещества и товарные формы на их основе.

1. Неорганические сульфаты водорастворимые:
Кислота серная, H2SO4
Аммония сульфат, (NH4)2SO4
Натрия сульфат, Na2SO4
Также могут быть использованы другие продукты, содержащие водорастворимые неорганические сульфаты, например сульфатно-содовая смесь (смесь Na2SO4, Na2CO3), ТУ 48-0101-01-87.

2. Водорастворимые соединения кремния:
а) неорганические: силикаты, фторсиликаты щелочных металлов, хлорид кремния -
Натрия силикат, Na2SiO3
Натрия гексафторсиликат, Na2SiF6
Кремния хлорид, SiCl4
б) органические: метил, этил силиконаты, эфиры кремниевой кислоты и силиконовые эмульсии -
Метил, -этилсиликонат натрия (ГКЖ 10, ГКЖ 11)
Этилсиликат (ЭТС 32, ЭТС 40 и т.д.).

Продукт 119 204 (ТУ 6-02-1294-84).

Силиконовые эмульсии товарные марки SE 39, SE 47, SE 50, Экстракт 700 и др. производства фирмы "Wacker Chemie" (Германия).

Состав готовят следующим образом: 8 г сульфата аммония растворяют в 91 мл пресной воды, а затем добавляют 1 г этилсиликоната натрия (ГКЖ 11) и перемешивают. Получают раствор, содержащий 8% сульфата аммония, 1% этилсиликоната натрия и 91% воды. Далее раствор используют в лабораторном опыте N 4 для ограничения притока пластовых вод. Подобным образом готовят растворы для других опытов.

Эффективность предлагаемого и известного составов определяли в лабораторных условиях путем измерения скоростей фильтрации воды через высокопроницаемые пропластки и расчета коэффициента нефтевытеснения. Эксперименты проводили на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также с высокой точностью контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 90 и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости Правдинского и Мамонтовского месторождений Западной Сибири. Проницаемость колонок варьировали от 150 до 830 мД, соотношение проницаемостей составляло 2,1 3,8 /1/. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070 013 91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами".

В соответствии с методикой колонки насыщают водой, а затем нефтью. После этого их помещают в установку и вытесняют нефть до 100%-ного обводнения продукции. По окончании определяют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток и рассчитывают коэффициент нефтевытеснения.

Пример 1. Пропластки модели пласта, представленные колонками с дезинтегрированным керном Правдинского или Мамонтовского месторождений, насыщали водой с общей минерализацией 18 г/л и содержанием CaCl2 4 г/л, а затем нефтью соответствующего месторождения. Далее колонки помещали в установку для исследования процессов вытеснения нефти, термостатировали при 75oC и вытесняли нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой продукции. По окончании замеряли расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. Затем в модель пласта закачивали исследуемый и известный составы объемом 10% от порового объема модели и вновь минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Затем вновь замеряли расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. По объему выделившейся нефти рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.

Результаты опытов представлены в таблице. Опыты 1 и 10 соответствуют запредельным значениям компонентов предлагаемого состава. Опыт 11 проведен с составом по прототипу.

Приведенные в таблице примеры показывают, что при использовании предлагаемого состава для ограничения водопритока наблюдается эффективное (более чем в 1,2 раза) снижение скорости фильтрации воды через высокопроницаемый пропласток. При постоянном расходе жидкости в системе это приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению скорости фильтрации через низкопроницаемый нефтенасыщенный пропласток.

При запредельных значениях компонентов состава его использование нецелесообразно. В одном случае (опыт 1) это связано с недостаточно эффективным перераспределением фильтрационных потоков и, как следствие, незначительным приростом коэффициента нефтевытеснения: в другом случае (опыт 10), напротив, коэффициент нефтевытеснения имеет приемлемое значение, но достигнут он практически только за счет вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка, т. к. в высокопроницаемом скорость фильтрации жидкости снизилась более, чем в 10 раз и нефть перестала выделяться. Результаты опыта 10 означают, что фактически произошла изоляция высокопроницаемого пропластка, а не ограничение водопритока, т. е. вместо выравнивания профиля применяемости достигнуто отключение нефтесодержащего пропластка из фильтрационного процесса. Более того в реальных условиях, когда постоянным поддерживается давление закачки воды в пласт, а не ее объем, такое жесткое воздействие способно резко снизить приемистость нагнетательной скважины и в целом серьезно ухудшить процесс вытеснения нефти.

Опыты 2 9 показывают область соотношений компонентов, при которых состав проявляет свою эффективность, а в опытах 2, 6, 9 обозначены граничные значения компонентов. Выбор указанных граничных значений обусловлен рядом причин. При концентрации H2SO4, (NH4)2, SO4 или Na2SO4, меньшей 3 мас. процесс осадкообразования замедлен, что снижает эффективность воздействия на пласт. С другой стороны, выбор максимального значения концентрации, равного 16% связан с предельной растворимостью сульфата натрия в воде при комнатной температуре, т. е. средней температурой приготовления раствора на промысле в летнее время. Кроме того, более высокие значения концентрации Na2SO4 могут привести к интенсивному осадкообразованию гипса в ПЗП, что крайне нежелательно, а при использовании H2SO4 к интенсивному разрушению ПЗП. По причине обильного выделения осадка нецелесообразно использовать также соединения кремния с концентрацией в растворе больше трех процентов, что приводит к закупорке пор пласта.

Представленные в таблице результаты показывают, что максимальную нефтевытесняющую эффективность (этот показатель в конечном итоге наиболее важен) проявляют составы, позволяющие снизить скорость фильтрации жидкости по высокопроницаемому пропластку в 1,5 3 раза. В этом случае пропласток из работы не выключается и достигается оптимальное соотношение скоростей фильтрации по обоим пропласткам, позволяющее добиться максимального нефтевытесняющего эффекта.

На практике состав используют следующим образом. По данным геолого-физических исследований определяют степень неоднородности пласта в интервале перфорации нагнетательной скважины. Далее с учетом этого, а также необходимости проникновения на глубину 5 10 м от ПЗП, приемистости нагнетательной скважины и планируемой скорости реагирования подбирают объем состава. Компоненты состава добавляют в техническую воду (в ряде случаев возможно использование минерализованной или подтоварной воды) и перемешивают. Затем состав закачивают в нагнетательную скважину, продавливают водой и далее продолжают заводнение.

Таким образом, использование предлагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабодренируемых зон пласта. Состав может быть использован для воздействия на пласты различной неоднородности за исключением трещиноватых коллекторов.

Похожие патенты RU2078919C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1995
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
RU2071558C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1997
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
RU2111351C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1995
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
  • Нарожный Олег Генадьевич
  • Пастухова Наталья Николаевна
RU2080450C1
СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 1997
  • Мазаев В.В.
  • Гусев С.В.
  • Коваль Я.Г.
RU2125650C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1996
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
RU2101486C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1997
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
  • Полторанин Николай Евдокимович
RU2108455C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1992
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Салмин Александр Валерьевич
  • Коваль Ярослав Григорьевич
  • Галанцев Игорь Николаевич
  • Воротилин Олег Иванович
RU2039208C1
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1995
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
RU2087699C1
СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1996
  • Полторанин Николай Евдокимович
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
RU2105878C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1996
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Полторанин Николай Евдокимович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
RU2118453C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 078 919 C1

Реферат патента 1997 года СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Использование: нефтедобывающая промышленность, в частности состав для ограничения притока пластовых вод. Сущность изобретения: повышение эффективности воздействия состава на водопромытые интервалы нефтяного пласта и выравнивание профиля приемистости нагревательной скважины за счет введения в осадкообразующий состав, содержащий водорастворимый неорганический сульфат, водорастворимого соединения кремния. Состав используют путем закачки состава в нагнетательную скважину, причем концентрации реагентов берут в следующих пределах, мас. %: водорастворимый неорганический сульфат 3 - 16; водорастворимое соединение кремния 0,1 - 3; вода - остальное. 2 з. п. ф-лы, 1 табл.

Формула изобретения RU 2 078 919 C1

1. Состав для ограничения притока пластовых вод, включающий водорастворимый неорганический сульфат и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит водорастворимое соединение кремния при следующем соотношении компонентов, мас.

Водорастворимый неорганический сульфат 3 16
Водорастворимое соединение кремния 0,1 3,0
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого неорганического сульфата используют серную кислоту, сульфаты натрия или аммония.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого соединения кремния используют силикат натрия, гексафторсиликат натрия, этилсиликонат натрия, силиконовую эмульсию типа SЕ или этилсиликат.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1997 года RU2078919C1

SU, авторское свидетельство, 605937, кл
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок 1922
  • Лапинский(-Ая Б.
  • Лапинский(-Ая Ю.
SU21A1
Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды
Обзорная информация, серия "Нефтепромысловое дело".- М.: ВНИИОЭНГ, 1984, с.35.

RU 2 078 919 C1

Авторы

Гусев Сергей Владимирович

Мазаев Владимир Владимирович

Коваль Ярослав Григорьевич

Даты

1997-05-10Публикация

1995-02-01Подача